Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2020 - RWE AG
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Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2020 RWE bekräftigt Ergebnisprognose für 2020 // Bislang nur geringe Auswirkungen der Corona-Krise auf das operative Geschäft // Bereinigtes EBITDA im ersten Halbjahr auf 1,8 Mrd. € gestiegen // Tauschgeschäft mit E.ON nach mehr als zwei Jahren erfolgreich abgeschlossen
Auf einen Blick
Eckdaten des RWE-Konzerns Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
2020 2019 2019
Stromerzeugung Mrd. kWh 64,5 73,7 – 9,2 153,2
Außenumsatz (ohne Erdgas-/Stromsteuer) Mio. € 6.475 6.441 1
34 13.125
Bereinigtes EBITDA Mio. € 1.807 1.130 677 2.489
Bereinigtes EBIT Mio. € 1.088 617 471 1.267
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. € 1.446 – 67 1.513 – 752
Nettoergebnis Mio. € 1.010 830 180 8.498
Bereinigtes Nettoergebnis Mio. € 795 – – –
Ergebnis je Aktie € 1,64 1,35 0,29 13,82
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie € 1,29 – – –
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit
fortgeführter Aktivitäten Mio. € 1.171 – 1.136 2.307 – 977
Investitionen 2
Mio. € 1.040 560 480 1.771
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. € 988 547 441 1.767
in Finanzanlagen Mio. € 52 13 39 4
Free Cash Flow Mio. € 248 – 1.647 1.895 – 2.053
30.06.2020 31.12.2019
Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten 3
Mio. € 7.785 6.927 858
Mitarbeiter4 19.710 19.792 – 82
1 Angepasster Wert; zum Hintergrund siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 116
2 Ausschließlich zahlungswirksame Investitionen; die Vorjahreswerte sind entsprechend angepasst worden.
3 Geänderte Definition und angepasster Vorjahreswert; siehe Erläuterung auf Seite 20
4 Umgerechnet in Vollzeitstellen
Inhalt
RWE am Kapitalmarkt 1 Konzernzwischenabschluss (verkürzt) 28
Lagebericht 2 Gewinn- und Verlustrechnung 28
Wirtschaftliche Rahmenbedingungen 2 Gesamtergebnisrechnung 29
Wesentliche Ereignisse 5 Bilanz 30
Anmerkungen zur Berichtsweise 10 Kapitalflussrechnung 31
Geschäftsentwicklung 11 Veränderung des Eigenkapitals 32
Prognose 2020 23 Anhang 33
Aktuelle Einschätzung der Risikolage 25 Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht 43
Versicherung der gesetzlichen Vertreter 27 Finanzkalender 2020/2021 44RWE am Kapitalmarkt
RWE-Aktie erreicht trotz schwierigem Marktumfeld
Halbjahresrendite von 17 %
Performance der RWE-Aktie sowie der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities
in %
30
20
10
RWE-Aktie
0
STOXX Europe 600 Utilities
DAX – 10
– 20
– 30
– 40
19
20
20
20
Wochendurchschnittswerte
2.
3.
6.
7.
.0
.1
.0
.0
31
31
31
30
Quelle: Bloomberg
Corona-Krise schickt Aktienmärkte auf Talfahrt – Kurserholung im zweiten Quartal
Ein turbulentes erstes Halbjahr hat die Corona-Pandemie den Anlegern an den Aktienmärkten beschert. Lag der DAX Mitte
Februar noch auf einem Allzeithoch von fast 13.800 Punkten, hatte er vier Wochen später mehr als ein Drittel seines
Wertes eingebüßt. Ausschlaggebend dafür waren die Zuspitzung der Corona-Krise und die von zahlreichen Regierungen
ergriffenen Lockdown-Maßnahmen, durch die Teile der Wirtschaft vorübergehend zum Erliegen kamen. Nach Durchschrei-
ten der Talsohle Mitte März konnte der DAX aber wieder deutlich zulegen. Lockerungen der Lockdown-Maßnahmen im
zweiten Quartal und die Ankündigung staatlicher Konjunkturprogramme sorgten dabei für wichtige Impulse. Auch die rasch
einsetzende Erholung der chinesischen Wirtschaft schlug sich positiv nieder. Zum Ende des ersten Halbjahres lag der DAX
bei 12.311 Punkten und damit nur 7 % unter dem Schlusskurs des Vorjahres. Im Juli überschritt der deutsche Leitindex
sogar zeitweise wieder die Marke von 13.000 Punkten.
RWE-Aktie einer der besten Werte im DAX
Die RWE-Aktie konnte sich in dem schwierigen Marktumfeld behaupten und bis Ende Juni sogar auf 31,11 € zulegen.
Inklusive der Dividendenzahlung von 0,80 € entspricht dies einer Halbjahresrendite von 17 %. Damit übertraf unsere Aktie
nicht nur den DAX, sondern auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities, dessen Performance – 0,5 % betrug.
Durch unsere Transformation zu einem führenden Erneuerbare-Energien-Unternehmen kommen wir auf einen hohen
Anteil regulierter Erträge, die uns in Krisenzeiten Stabilität verleihen. Außerdem sichern wir einen Großteil unserer Erzeu-
gung mit einem Vorlauf von bis zu drei Jahren am Terminmarkt ab. Der von der Corona-Krise ausgelöste Preis- und
Mengenrückgang im Stromgroßhandel hat daher keinen nennenswerten Einfluss auf unsere aktuelle Ertragslage. Ein
wichtiger Impulsgeber für den Aktienkurs ist unsere Wachstumsstrategie auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, die
am Kapitalmarkt breite Zustimmung findet. Positiv aufgenommen wurde auch, dass sich Politik und Wirtschaft auf die
Rahmenbedingungen des deutschen Kohleausstiegs verständigen konnten und dass die getroffenen Regelungen noch vor
der Sommerpause gesetzlich verankert wurden (siehe dazu auch Seite 7 f. in diesem Bericht).
1Lagebericht
Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
Negatives Wirtschaftswachstum in allen RWE-Kernmärkten
Nach vorläufigen Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung im ersten Halbjahr 2020 um 6 % niedriger als im
gleichen Zeitraum des Vorjahres. Wegen der Corona-Pandemie und der dadurch veranlassten Infektionsschutzmaßnahmen
hat es in den großen Industrienationen massive Einbußen beim Bruttoinlandsprodukt (BIP) gegeben. Konjunkturexperten
veranschlagen für die Eurozone einen BIP-Rückgang um etwa 9 %. In Deutschland, der größten Volkswirtschaft des
Währungsraums, lassen vorliegende Daten auf ein Minus von etwa 7 % schließen. Die niederländische Wirtschaft dürfte um
ca. 6 % geschrumpft sein. In Großbritannien und den USA hat sich das BIP um schätzungsweise 8 % bzw. 5 % verringert.
Deutscher Stromverbrauch nach Schätzungen um 5 % unter Vorjahr
Mit der Wirtschaftsleistung hat sich auch der Energiebedarf verringert. Nach ersten Daten des Bundesverbands der
Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war der deutsche Stromverbrauch in der ersten Jahreshälfte um etwa 5 % niedriger
als 2019. Expertenschätzungen für die Niederlande (– 5 %), Großbritannien (– 7 %) und die USA (– 4 %) kommen auf Rück-
gänge in ähnlicher Größenordnung. Coronabedingte Einschränkungen der Industrieproduktion waren ausschlaggebend
für diese Entwicklung. In geringem Umfang machte sich auch die milde Witterung bemerkbar, da weniger Strom zum
Heizen benötigt wurde.
Bessere Windverhältnisse in Nord- und Mitteleuropa
Auslastung und Profitabilität von Erneuerbare-Energien-Anlagen unterliegen in hohem Maße Wettereinflüssen. Eine
zentrale Rolle spielt für uns das Windaufkommen. Dieses war an unseren Produktionsstandorten in Nord- und Mitteleuropa
i. d. R. höher als im langjährigen Durchschnitt, an den meisten Standorten in Südeuropa und den USA dagegen niedriger
oder gleich hoch. Im Vergleich zum Vorjahr wurden in Großbritannien und Schweden teilweise deutlich höhere Wind
geschwindigkeiten gemessen. Auch unsere Anlagen in Mitteleuropa und im Nordwesten der USA profitierten von günstige-
ren Wetterverhältnissen, während in Südeuropa und im Osten der USA ein insgesamt niedrigeres Windaufkommen zu
beobachten war. Bei Laufwasserkraftwerken hängt die Auslastung in starkem Maße von den Niederschlags- und Schmelz
wassermengen ab. In Deutschland, der Hauptregion unserer Stromerzeugung aus Wasserkraft, blieben diese Mengen im
Berichtszeitraum deutlich hinter dem langjährigen Durchschnitt zurück. Auch im Vergleich zur ersten Jahreshälfte 2019
fielen sie geringer aus.
Weiterhin extrem niedrige Gaspreise
Bei konventionellen Kraftwerken hängen Einsatzzeiten und Margen stark davon ab, wie sich die Kosten für Brennstoffe und
Emissionsrechte entwickeln. Erdgas, unser wichtigster frei handelbarer Energieträger, zeichnet sich zurzeit durch ein extrem
niedriges Preisniveau aus. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility), dem kontinentaleuropäischen
Leitmarkt, lagen die Spotnotierungen bei durchschnittlich 8 €/MWh. Das ist halb so viel wie ein Jahr zuvor. Eine wesentliche
Rolle spielte dabei der niedrige Heizwärmebedarf infolge des milden Winterwetters. Außerdem wurde wegen der Corona-
Krise weniger Gas für die Industrieproduktion benötigt. Auch im Terminhandel haben die Notierungen nachgegeben. Der
TTF-Forward 2021 kostete im Berichtszeitraum durchschnittlich 13 €/MWh und damit 6 € weniger als der TTF-Forward
2020 im ersten Halbjahr 2019.
2Lagebericht
Rückläufige Nachfrage dämpft Steinkohlepreise
Auch Kraftwerkssteinkohle (Kesselkohle) hat sich deutlich verbilligt: Lieferungen zu den ARA-Häfen (ARA = Amsterdam,
Rotterdam, Antwerpen) wurden im Berichtszeitraum am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich
46 US$/Tonne (42 €) abgerechnet, gegenüber 65 US$/Tonne in den ersten sechs Monaten des Vorjahres. Der Rückgang
ist vor allem nachfrageseitig zu erklären: Kohlekraftwerke waren in Europa zuletzt nur sehr schwach ausgelastet. Dabei
machte sich u. a. das extrem niedrige Gaspreisniveau bemerkbar, weil es die Wettbewerbsfähigkeit des Energieträgers Gas
gegenüber Kohle verbesserte. Auch der coronabedingte Rückgang des Energiebedarfs minderte die Steinkohlenachfrage.
Viele Marktteilnehmer gehen davon aus, dass das Marktumfeld für Kohlekraftwerke schwierig bleiben wird, nicht zuletzt
wegen der releativ hohen CO2-Emissionen dieser Anlagen und der damit verbundenen Kostennachteile. Die negative
Stimmung spiegelte sich in der Entwicklung der Steinkohle-Terminpreise wider: In der ersten Jahreshälfte notierte der
Forward 2021 (Index API 2) mit durchschnittlich 57 US$/Tonne (51 €). Das sind 17 US$ weniger, als im Vorjahr für den
Forward 2020 bezahlt worden ist.
CO2-Emissionshandel: Nur vorübergehender Preiseinbruch durch Corona
Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte Kraftwerke ist die Beschaffung von CO2-Emissionsrechten. Eine European
Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, wurde in den ersten sechs Monaten 2020 mit
durchschnittlich 22 € gehandelt. Der Vergleichswert für 2019 betrug 24 €. Diese Angaben beziehen sich auf Terminkon-
trakte, die im Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden. Anfang 2020 waren EUAs zunächst mit 25 € gehandelt
worden. Die Corona-Krise hatte zur Folge, dass der Zertifikatpreis bis März auf unter 16 € absackte, denn mit dem Einbruch
der Industrieproduktion verringerte sich auch der CO2-Ausstoß und damit der Bedarf an Emissionsrechten. Im zweiten
Quartal tendierten die Notierungen wieder stark nach oben und erreichten Ende Juni wieder das Niveau vom Jahresbeginn.
Neben der sich abzeichnenden wirtschaftlichen Erholung haben auch politische Initiativen zur Stärkung des Klimaschutzes
dazu beigetragen, allen voran der „European Green Deal“. Dieses Maßnahmenpaket, dessen Umsetzung die EU entschlossen
vorantreibt, sieht u. a. eine deutliche Verschärfung der für 2030 avisierten Treibhausgas-Minderungsziele vor. Für eine
Umsetzung dieses Vorhabens müssen die Regeln des europäischen Emissionshandels überarbeitet und die künftig in den
Markt gegebenen Zertifikatmengen nach unten angepasst werden. Viele Teilnehmer am Emissionshandel gehen deshalb
davon aus, dass sich die für Versorger und Industrie verfügbaren EUAs auf längere Sicht deutlich verknappen werden.
3Lagebericht
Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt
in €/MWh Terminkontrakt Terminkontrakt Terminkontrakt
für 2019 für 2020 für 2021
80
70
60
Großbritannien
Niederlande 50
Deutschland
40
30
Wochendurchschnittswerte
2018 2019 2020
bis 31. Juli 2020
Quelle: RWE Supply & Trading
Deutlicher Preisrückgang an den Stromterminmärkten
Der Preisverfall bei den Brennstoffen Steinkohle und Erdgas prägte die Entwicklung an den Stromgroßhandelsmärkten.
Daneben machte sich der negative Nachfrageeinfluss der Corona-Krise bemerkbar. Im ersten Halbjahr 2020 wurde
Grundlaststrom am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 23 €/MWh gehandelt. Der Vergleichswert für 2019 hatte
bei 38 €/MWh gelegen. In Großbritannien sind die Notierungen von 47 £ auf 28 £/MWh (33 €) und in den Niederlanden von
44 € auf 26 €/MWh gesunken. An den Terminmärkten waren die Strompreise wesentlich höher als im Spothandel. Gegen-
über 2019 war aber auch hier ein deutlicher Rückgang zu verzeichnen. Der deutsche Grundlast-Forward 2021 kostete
durchschnittlich 39 €/MWh. Zum Vergleich: Für den Forward 2020 waren im Vorjahreszeitraum 48 € gezahlt worden. In
Großbritannien verbilligte sich der Ein-Jahres-Forward von 53 £ auf 41 £/MWh (47 €) und in den Niederlanden von 51 €
auf 39 €/MWh.
Stromterminverkäufe für 2020: Leichte Margenverbesserungen gegenüber Vorjahr
Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung unserer Kraftwerke größtenteils auf
Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Stromerlöse im Berichtszeitraum
sind somit von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2020 in vorangegangenen Jahren abge-
schlossen haben. Für unsere Braunkohle- und Kernkraftwerke, die überwiegend die Grundlast abdecken, haben wir bereits
relativ früh damit begonnen, die Stromproduktion von 2020 zu kontrahieren. Dabei konnten wir im Durchschnitt höhere
Preise und Margen erzielen als für die Erzeugung im Vorjahr. Den Strom aus Steinkohle und Gas haben wir mit geringerem
zeitlichen Vorlauf verkauft. Die realisierten Preise sind auch hier gestiegen; allerdings gab es größere gegenläufige Effekte
dadurch, dass sich CO2-Emissionsrechte vor 2020 stark verteuert haben. Während die am Terminmarkt realisierten
Deckungsbeiträge unserer Gaskraftwerke aufs Ganze gesehen höher waren als 2019, verharrten die unserer Steinkohle-
kraftwerke auf niedrigem Niveau.
4Lagebericht
Wesentliche Ereignisse
Im Berichtszeitraum
Tauschgeschäft mit E.ON finalisiert: RWE wird Eigentümer des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von innogy
Ende Juni haben wir unser Tauschgeschäft mit E.ON und damit eine der größten Transaktionen der deutschen Industriege-
schichte erfolgreich abgeschlossen. Der Tausch ist Anfang 2018 vereinbart und nach Erfüllung aller rechtlichen Anforde-
rungen in zwei Schritten vollzogen worden. Zunächst trennten wir uns von unserem 76,8 %-Anteil an innogy und erhielten
dafür das Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON, eine 16,7 %-Beteiligung an E.ON und die Minderheitsanteile der
E.ON-Tochter PreussenElektra an unseren Kernkraftwerken Gundremmingen (25 %) und Emsland (12,5 %). Diese Transfers
fanden kurz nach der Freigabe des Tauschgeschäfts durch die EU-Kommission im September 2019 statt. Im zweiten
Schritt, der mit Ablauf des 30. Juni 2020 wirksam wurde, gab uns E.ON Teile des innogy-Portfolios zurück: Dabei handelt es
sich um das Erneuerbare-Energien-Geschäft, die deutschen und tschechischen Gasspeicher sowie eine 37,9 %-Beteiligung
am österreichischen Energieversorger Kelag. Diese Aktivitäten hatten wir schon vor dem Rücktransfer in unseren Konzern-
zahlen erfasst, da sie uns aufgrund der Tauschvereinbarung wirtschaftlich zuzurechnen waren. Nun gehören sie auch
rechtlich zu RWE.
Windpark Peyton Creek in Texas nimmt kommerziellen Betrieb auf
Im März 2020 hat unser neuer Onshore-Windpark „Peyton Creek“ im US-Bundesstaat Texas den kommerziellen Betrieb
aufgenommen. Er besteht aus 48 Windturbinen mit einer Leistung von insgesamt 151 MW. Obwohl die Bauarbeiten durch
den Tropensturm Imelda beeinträchtigt waren, konnte Peyton Creek ohne Zeitverzug ans Netz gehen. In Texas errichten wir
derzeit noch zwei weitere große Onshore-Windparks: „Cranell“ mit einer Kapazität von 220 MW und „Big Raymond“ mit
440 MW. Bei beiden Windparks wird sich die Fertigstellung wegen der Corona-Krise verspäten. Aktuell gehen wir davon aus,
Cranell und den Ostteil von Big Raymond (200 MW) noch im laufenden Jahr fertigstellen zu können, während dies beim
Westteil von Big Raymond (240 MW) wohl erst Anfang 2021 der Fall sein wird.
Startschuss für Bau des Nordsee-Windparks Kaskasi
Ebenfalls im März haben wir die finale Investitionsentscheidung für den Bau des deutschen Nordsee-Windparks Kaskasi
getroffen. Kaskasi wird 35 Kilometer nördlich der Insel Helgoland entstehen. Seine 38 Turbinen werden gemeinsam über
eine Leistung von 342 MW verfügen und damit rechnerisch ca. 400.000 Haushalte mit Strom versorgen können. Die
Baumaßnahmen auf See sollen 2021 beginnen. Nach aktueller Planung könnte Kaskasi bereits 2022 mit seiner vollen
Kapazität in Betrieb sein. Bei der Installation der Fundamente in 18 bis 25 Meter Wassertiefe wird ein neuartiges Vibrati-
onsverfahren zur Anwendung kommen, das die Geräuschbelastung für die Meeresfauna verringert und eine Verkürzung
der Konstruktionszeit ermöglicht. Vorteile bietet auch die günstige Lage von Kaskasi nahe den bestehenden Windparks
Nordsee Ost und Amrumbank. Dadurch lassen sich Synergien beim Betrieb und der Instandhaltung nutzen.
RWE erwirbt hochmodernes Gaskraftwerk im Osten Englands
In Großbritannien haben wir unsere Position als einer der führenden Gasverstromer ausgebaut. Mitte Februar 2020
erwarben wir vom britischen Energieversorger Centrica für 101 Mio. £ das Gaskraftwerk King’s Lynn in Norfolk (Osteng-
land). Die Anlage verfügt über eine Nettoleistung von 382 MW und zeichnet sich durch einen hohen Wirkungsgrad von 57 %
aus. Ihre Fahrweise kann flexibel an den Strombedarf angepasst werden. Ein Kapazitätsmarkt-Vertrag sichert King’s Lynn
fixe Prämienzahlungen für den Zeitraum von Oktober 2020 bis September 2035. Erst vor Kurzem ist das Kraftwerk
umfassend modernisiert und dabei mit einer neuen Gasturbine ausgestattet worden.
5Lagebericht
Letztes britisches Steinkohlekraftwerk von RWE stellt offiziell Betrieb ein
Am 31. März 2020 ist mit Aberthaw B in Wales unser letztes britisches Steinkohlekraftwerk offiziell stillgelegt worden. Die
Anlage war bereits seit Dezember 2019 vom Netz. Sie bestand aus drei Blöcken mit einer Nettoleistung von insgesamt
1.560 MW. Ihre noch bis Ende September 2021 bestehenden Verpflichtungen im Rahmen des britischen Kapazitätsmarktes
wurden auf Anlagen Dritter oder auf andere Einheiten der RWE-Kraftwerksflotte übertragen. Aberthaw B war 1971 in
Betrieb genommen worden und hat somit fast ein halbes Jahrhundert zur sicheren Energieversorgung in Großbritannien
beigetragen.
RWE bei Kapazitätsmarkt-Auktionen in Großbritannien erfolgreich
Die britische Regierung hat im ersten Quartal 2020 drei Kapazitätsmarkt-Auktionen durchführen lassen. Das erste
Bieterverfahren Ende Januar bezog sich auf den Zeitraum vom 1. Oktober 2022 bis 30. September 2023. Mit Ausnahme
einiger Kleinanlagen kamen alle bei der Auktion vertretenen RWE-Kraftwerke zum Zuge. Die Anlagen haben eine gesicherte
Leistung von insgesamt 6,5 GW. Sie werden eine Vergütung dafür erhalten, dass sie im oben genannten Zeitraum am Netz
sind und damit zur Stromversorgung beitragen. Die im Bieterverfahren ermittelte Kapazitätsprämie war mit 6,44 £/kW (vor
Inflationsanpassung) allerdings niedriger, als die meisten Marktbeobachter erwartet hatten.
Anfang Februar wurde eine zweite Auktion abgehalten, die den Zeitraum 1. Oktober 2020 bis 30. September 2021 betraf.
Für diese Periode hatte es bereits im Dezember 2016 ein Bieterverfahren gegeben, bei dem sich RWE-Anlagen mit
insgesamt 8,0 GW (inkl. Aberthaw) für eine Prämie von 22,50 £/kW qualifizieren konnten. Die neuerliche Auktion diente dazu,
verbliebene Kapazitätslücken zu schließen. Dabei wurde zusätzliche Erzeugungsleistung in Höhe von 1,0 GW für eine Prämie
von 1,00 £/kW ersteigert. RWE hatte sich mit einer Kleinanlage an dem Verfahren beteiligt, die aber nicht zum Zuge kam.
Bei der dritten Auktion Anfang März konnten wir uns erneut eine Prämienzahlung für 6,5 GW sichern. Die betreffenden
Kraftwerke werden im Zeitraum vom 1. Oktober 2023 bis 30. September 2024 eine Kapazitätsvergütung von 15,97 £/kW
(vor Inflationsanpassung) erhalten.
Seit 2014 werden in Großbritannien Kapazitätsauktionen durchgeführt. Damit will die Regierung sicherstellen, dass dem
nationalen Strommarkt genügend Erzeugungsleistung zur Verfügung steht. Im November 2018 war der britische Kapazi-
tätsmarkt für etwa ein Jahr ausgesetzt worden, weil das Gericht der Europäischen Union die von der EU-Kommission
erteilte Genehmigung für unwirksam erklärt hatte. Nach der erneuten beihilferechtlichen Freigabe aus Brüssel im Oktober
2019 konnten die Kapazitätsvergütungen wieder aufgenommen und verschobene Auktionen nachgeholt werden. Im
Januar 2020 sind uns zurückbehaltene Prämien von rund 50 Mio. € für 2018 und rund 180 Mio. € für 2019 nachträglich
ausbezahlt worden. Ergebniswirksam erfasst haben wir diese Mittelzuflüsse bereits im Geschäftsjahr 2019.
Biomassenutzung im Kraftwerk Eemshaven wegen Brandschaden unterbrochen
Mitte Mai ist an unserem niederländischen Kraftwerk Eemshaven eine der Biomasseversorgung dienende Anlage durch
einen Brand beschädigt worden. Personen kamen nicht zu Schaden. Wegen des Vorfalls können wir die beiden Kraftwerks-
blöcke voraussichtlich bis Ende November 2020 nur mit Steinkohle betreiben. Da die Mitverbrennung von Biomasse in
dieser Zeit nicht möglich ist, werden wir vorläufig auch keine Fördermittel dafür erhalten. Außerdem rechnen wir mit finanzi-
ellen Belastungen aus der Lagerung von Biomassebeständen, die wir frühzeitig auf Termin beschafft haben. Soweit wir be-
reits absehen können, bewegen sich unsere Ergebniseinbußen im niedrigen bis mittleren zweistelligen Millionenbereich. Sie
werden größtenteils in der zweiten Jahreshälfte anfallen.
6Lagebericht
RWE schüttet 0,80 € je Aktie für das Geschäftsjahr 2019 aus
Die Hauptversammlung der RWE AG vom 26. Juni 2020 hat dem Dividendenvorschlag von Vorstand und Aufsichtsrat für
das Geschäftsjahr 2019 zugestimmt. Dementsprechend haben wir am 1. Juli 0,80 € je Aktie ausgeschüttet. Für das
Geschäftsjahr 2020 strebt der Vorstand eine Dividende von 0,85 € an. Wegen der coronabedingten Kontaktbeschränkungen
haben wir unsere Hauptversammlung erstmals als reine Online-Veranstaltung abgehalten. Die Aktionärspräsenz lag bei
63,37 % des stimmberechtigten Grundkapitals (Vorjahr: 61,29 %).
Nach Ablauf des Berichtszeitraums
Bundestag und Bundesrat beschließen Rechtsrahmen für deutschen Kohleausstieg
Am 3. Juli haben der Deutsche Bundestag und der Bundesrat das „Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der
Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze“ (Kohleausstiegsgesetz) verabschiedet. Das Gesetz basiert auf den
Empfehlungen der Regierungskommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ vom Januar 2019. Es sieht vor,
dass der Einsatz von Kohle zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2038 schrittweise auf null reduziert wird. Außerdem
enthält es Regelungen zur kontinuierlichen Überprüfung der Versorgungssicherheit, zur Löschung frei werdender CO2-
Zertifikate und zur Einführung eines Anpassungsgeldes für ältere Beschäftigte im Kohlesektor sowie eine Ermächtigung zur
Kompensation der Stromverbraucher im Falle eines kohleausstiegsbedingten Strompreisanstiegs. Durch das Gesetz
erhöht sich das deutsche Ausbauziel für erneuerbare Energien auf 65 % im Jahr 2030. Zugleich wird die Förderung der
Kraft-Wärme-Kopplung verlängert und weiterentwickelt, um die Umrüstung von Kohlekraftwerken auf eine klimafreund
lichere Stromversorgung voranzutreiben.
Für Braunkohlekraftwerke gibt es nun einen anlagenscharfen Abschaltfahrplan, auf den sich der Bund mit den betroffenen
Ländern und Energieunternehmen verständigt hat. Die anfänglichen Kapazitätsreduktionen sind hier größtenteils von RWE
zu erbringen. Bereits Ende 2020 werden wir im Rheinischen Braunkohlerevier den ersten 300-MW-Block stilllegen. Im
folgenden Jahr gehen dort drei weitere 300-MW-Anlagen vom Netz, 2022 dann noch ein 300-MW-Block und zwei
600-MW-Blöcke. Betroffen sind vor allem die Kraftwerke Neurath und Niederaußem sowie in geringem Maße Weisweiler.
Danach werden zunächst die verbliebenen Kapazitäten des Kraftwerks Weisweiler vom Netz gehen: ein Block mit 300 MW
(2025) und zwei Blöcke mit jeweils 600 MW (2028 bzw. 2029). Der Tagebau Inden, dessen Kohle ausschließlich in Weisweiler
eingesetzt wird, läuft dann aus. Unsere beiden letzten 600-MW-Anlagen werden wir Ende 2029 schließen. Eine davon wird
zum 1. Januar 2030 in eine vierjährige Sicherheitsbereitschaft überführt. Ab 2030 sind dann nur noch unsere drei
modernsten Braunkohleblöcke der 1.000-MW-Klasse am Markt.
Die Stilllegungen haben erhebliche Konsequenzen für die Tagebaue. Mehr als die Hälfte der Braunkohlevorräte, deren
Abbau uns genehmigt wurde, werden wir nicht mehr fördern. Der Hambacher Forst bleibt erhalten. Von unseren drei
Tagebauen im Rheinischen Revier – Inden, Hambach und Garzweiler – steht uns ab 2030 nur noch der letztgenannte zur
Verfügung, um die verbleibenden Erzeugungsanlagen mit Braunkohle zu versorgen. Dementsprechend wurde in das
Gesetz eine Klausel aufgenommen, welche die energiewirtschaftliche Notwendigkeit des Tagebaus Garzweiler II feststellt.
7Lagebericht
Der Braunkohleausstieg ist für uns mit hohen finanziellen Belastungen verbunden. Nach dem Gesetz erhalten wir dafür
eine Entschädigung von 2,6 Mrd. €, die uns über 15 Jahre in gleichen Teilbeträgen geleistet wird. Unser tatsächlicher
Schaden ist aber deutlich höher. Der Ausgleichsanspruch gegenüber dem Bund und der Großteil unserer erwarteten
Belastungen sind bereits im Konzernabschluss 2019 berücksichtigt worden (siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 43).
Neben RWE sollen auch die betroffenen Beschäftigten staatliche Kompensationen erhalten. Nach aktueller Planung
werden bereits kurzfristig mehr als 3.000 von insgesamt rund 10.000 Stellen in unserem Braunkohlegeschäft wegfallen;
bis 2030 dürften es etwa 6.000 sein. Das Kohleausstiegsgesetz sieht u. a. Regelungen für ein Anpassungsgeld und den
Ausgleich entstehender Nachteile bei der gesetzlichen Rente vor. Diese Leistungen werden vom Bund übernommen.
Flankiert wird der Braunkohleausstieg von einem öffentlich-rechtlichen Vertrag, den die Bundesregierung mit den Betrei-
bern erarbeitet hat. Das Vertragswerk enthält eine Vielzahl von Regelungen, die insbesondere die Umsetzung der Stillle-
gungen und die Entschädigungen betreffen. Damit soll den betroffenen Stromerzeugern Vertrauensschutz gewährt
werden. Im Gegenzug verpflichten sich die Unternehmen u. a. dazu, keine weiteren Forderungen geltend zu machen und
auf entsprechende Klagen zu verzichten. Der Vertrag liegt dem Bundestag zur Zustimmung vor. Ebenso wie das Gesetz
bedarf er der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU.
Auch zum Ausstieg aus der Steinkohle enthält das Gesetz detaillierte Bestimmungen. Per Auktionsverfahren soll darüber
entschieden werden, welche Steinkohlekapazitäten vom Netz gehen und wie hoch die Kompensationen für ihre Betreiber
sind. Der Gesetzentwurf sieht jährliche Ausschreibungen im Zeitraum von 2020 bis 2027 vor. Die Gebote der Betreiber
müssen allerdings bestimmte Obergrenzen einhalten, die über die Jahre von 165 Tsd. € auf 89 Tsd. € pro MW gesenkt
werden sollen. Für die Zeit danach sieht der Gesetzentwurf ordnungsrechtliche Abschaltungen ohne Entschädigungen vor.
Sofern die Ausschreibungen nicht im gewünschten Umfang zu Kraftwerksschließungen führen, sollen die Kraftwerksbetrei-
ber bereits ab 2024 angewiesen werden können, Anlagen abzuschalten, ohne dass ihnen dafür Kompensationen gewährt
werden.
Bund will Kohleregionen mit bis zu 40 Mrd. € unterstützen
Ebenfalls am 3. Juli haben der Deutsche Bundestag und der Bundesrat das „Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen“
beschlossen. Danach wird der Bund den Braunkohlerevieren bis 2038 Finanzhilfen von bis zu 14 Mrd. € für besonders
bedeutsame Investitionen gewähren. Das Rheinische Revier, in dem wir tätig sind, soll davon 37 % erhalten; 43 % sind für
das Lausitzer und 20 % für das Mitteldeutsche Revier bestimmt. Die Mittel können von den Ländern beispielsweise für
Investitionen in wirtschaftsnahe Infrastruktur oder den öffentlichen Nahverkehr verwendet werden. Ergänzend will der Bund
die Regionen durch eigene Maßnahmen unterstützen. Dafür sind 26 Mrd. € eingeplant, die u. a. für den Ausbau des
Schienen- und Straßenverkehrs sowie die Ansiedlung von Forschungseinrichtungen eingesetzt werden sollen.
RWE stellt Weichen für Erwerb von Onshore-Windkraft- und Solarprojekten mit Gesamtvolumen von 2,7 GW
Ende Juli haben wir eine Vereinbarung mit Nordex getroffen, die uns zum exklusiven Bieter für das europäische Entwick-
lungsgeschäft des Windkraftanlagen-Herstellers macht. Der bei einem Erwerb zu zahlende Preis beträgt 402,5 Mio. €. Das
zum Verkauf stehende Geschäft umfasst eine Pipeline von Onshore-Windkraft- und Solarprojekten mit einer Gesamtkapa-
zität von 2,7 GW. Mit 1,9 GW entfällt der Großteil davon auf Frankreich. Darüber hinaus umfasst die Pipeline Vorhaben in
Spanien, Schweden und Polen. Etwa 15 % der Pipeline stehen kurz vor der finalen Investitionsentscheidung oder befinden
sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium. Für 230 MW Erzeugungskapazität konnte bereits eine staatliche
Förderung gesichert werden. Vor dem Kauf der Pipeline bedarf es einer staatlichen Genehmigung für ausländische
Investitionen in Frankreich. Außerdem muss der in dem Land übliche Prozess zur Einbindung der Beschäftigten durchlaufen
werden. Das zum Erwerb stehende Projektvolumen ergänzt unsere bestehende Entwicklungspipeline von 22 GW. Zum
europäischen Entwicklungsgeschäft von Nordex gehört ein Team von mehr als 70 Beschäftigten. Die überwiegend in
Frankreich ansässigen Mitarbeiter sollen nach Abschluss der Transaktion in die Tochtergesellschaft RWE Renewables
integriert werden, um dort weitere Projekte zu entwickeln.
8Lagebericht
Holzpelletproduzent Georgia Biomass an Enviva Partners verkauft
Ende Juli haben wir die Georgia Biomass Holding an das US-Unternehmen Enviva Partners veräußert. Als Preis sind
175 Mio. US$ vereinbart worden. Georgia Biomass betreibt in Waycross im US-Bundesstaat Georgia eine Großanlage zur
Herstellung von Holzpellets für die industrielle Nutzung. Im vergangenen Jahr wurde ein Produktionsvolumen von mehr als
800.000 Tonnen erreicht. Dass wir uns von Georgia Biomass getrennt haben, ergab sich aus einer strategischen Neuaus-
richtung: Die Produktion von Holzpellets zählt nicht mehr zu unseren zentralen Geschäftsaktivitäten. Der Erwerber, Enviva
Partners mit Sitz in Bethesda (Maryland), ist auf diesem Gebiet eines der weltweit führenden Unternehmen.
Aufsichtsrat trifft Nachfolgeregelung: Markus Krebber wird Mitte 2021 Vorstandsvorsitzender der RWE AG
Der Aufsichtsrat der RWEAG hat Dr. Markus Krebber (47) mit Wirkung ab 1. Juli 2021 zum neuen Vorstandsvorsitzenden
ernannt. Der Beschluss ist Ende Juli 2020 im Umlaufverfahren getroffen worden. Dabei wurde auch entschieden, dass
Markus Krebber eine weitere Amtszeit als Vorstandsmitglied erhält, die bis zum 30. Juni 2026 reicht. Den Vorstandsvorsitz
wird er von Dr. Rolf Martin Schmitz (63) übernehmen, der dieses Amt seit 2016 innehat. Der Vertrag von Schmitz läuft Mitte
2021 aus. Mit der Nachfolgeregelung will der Aufsichtsrat sicherstellen, dass der eingeschlagene strategische Kurs von
RWE fortgesetzt wird. Markus Krebber war nach seinem Studium der Wirtschaftswissenschaften zunächst in der Unter
nehmensberatung und im Finanzdienstleistungssektor tätig. Im Jahr 2012 kam er zum RWE-Konzern, wo er zunächst der
Geschäftsführung von RWE Supply & Trading angehörte. Seit 2016 ist er Finanzvorstand der RWE AG. Gemeinsam mit Rolf
Martin Schmitz hat er das Tauschgeschäft mit E.ON vorangetrieben, durch das RWE zu einem führenden Erneuerbare-
Energien-Unternehmen aufgestiegen ist.
9Lagebericht
Anmerkungen zur Berichtsweise
Neuaufstellung des RWE-Konzerns durch Tauschgeschäft mit E.ON
In unserer diesjährigen Finanzberichterstattung stellen wir den Konzern in einer neuen Struktur dar. Die im Geschäftsbericht
2019 gezeigten provisorischen Segmente „Fortgeführte innogy-Aktivitäten“ und „Übernommene E.ON-Aktivitäten“ haben
wir aufgelöst und die Erzeugungsaktivitäten nach Maßgabe des verwendeten Energieträgers untergliedert. Dies spiegelt
die Integration der Geschäftsteile wider, die wir durch die Transaktion mit E.ON erhalten haben. Wir unterscheiden nun die
folgenden fünf Segmente: (1) Offshore Wind, (2) Onshore Wind / Solar, (3) Wasser / Biomasse / Gas, (4) Energiehandel und
(5) Kohle / Kernenergie. Die Segmente (1) bis (4) bilden unser Kerngeschäft. Hier wollen wir wachsen. Unter (5) fassen wir
unsere deutsche Stromerzeugung aus Braunkohle, Steinkohle und Kernenergie zusammen, die aufgrund staatlich vor
gegebener Ausstiegspfade an Bedeutung verlieren wird. Zum Zweck der Vergleichbarkeit haben wir die Vorjahreszahlen
rückwirkend in die neue Segmentstruktur überführt.
Die einzelnen Segmente setzen sich wie folgt zusammen:
• Offshore Wind: Hier ist das Geschäft mit Windkraftanlagen an Meeresstandorten erfasst. Es unterliegt der Verantwortung
unserer Konzerngesellschaft RWE Renewables.
• Onshore Wind / Solar: In diesem Segment bündeln wir unsere Aktivitäten auf dem Gebiet der Windkraft an Land, der
Solarenergie und der Batteriespeicher. Die operative Zuständigkeit ist auch hier bei RWE Renewables angesiedelt.
• Wasser / Biomasse / Gas: Das Segment umfasst unsere Laufwasser-, Pumpspeicher-, Biomasse- und Gaskraftwerke.
Außerdem enthält es die niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven, in denen wir zunehmend Bio-
masse mitverbrennen, sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology
International. Die genannten Aktivitäten werden von RWE Generation verantwortet. Die vormals von innogy gehaltene
37,9 %-Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag weisen wir ebenfalls unter Wasser / Biomasse / Gas aus.
• Energiehandel: Hier stellen wir den Eigenhandel mit energienahen Commodities dar. Verantwortet wird er von
RWE Supply & Trading, die außerdem als Zwischenhändler von Gas fungiert, Großkunden mit Energie beliefert und eine
Reihe weiterer handelsnaher Tätigkeiten ausübt. Zum Segment „Energiehandel“ gehören auch die deutschen und
tschechischen Gasspeicher, die wir von innogy übernommen haben.
• Kohle / Kernenergie: In diesem Segment erfassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braun-
kohle, Steinkohle und Kernkraft sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinischen Revier westlich von Köln. Das Segment
enthält ferner unsere Anteile am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30 %) und an URANIT (50 %), die mit
33 % an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco beteiligt ist. Die genannten Aktivitäten und Beteiligungen sind
unseren Konzerngesellschaften RWE Power (Braunkohle, Kernenergie) und RWE Generation (Steinkohle) zugeordnet.
Konzerngesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie die Holding RWE AG weisen wir im Kerngeschäft unter
„Sonstige, Konsolidierung“ aus. Die Position enthält auch unseren 25,1 %-Anteil am deutschen Übertragungsnetzbetreiber
Amprion. Außerdem sind Konsolidierungseffekte darin erfasst.
Zukunftsbezogene Aussagen
Der vorliegende Zwischenbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner
Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen
Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses
Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene
Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir
daher keine Gewähr übernehmen.
10Lagebericht
Geschäftsentwicklung
Stromerzeugung Erneuerbare Pump- Gas Braunkohle Steinkohle Kernenergie Gesamt1
Januar – Juni Energien speicher,
Batterien
in Mrd. kWh 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2020 2019
Offshore Wind 3,7 1,4 – – – – – – – – – – 3,7 1,4
Onshore Wind / Solar 8,9 2,5 – – – – – – – – – – 8,9 2,5
Wasser / Biomasse / Gas 2,8 2,0 1,0 0,9 21,1 24,7 – – 1,5 5,7 – – 26,5 33,3
Davon:
Deutschland2 1,0 1,2 1,0 0,9 4,3 3,0 – – – – – – 6,4 5,1
Großbritannien 0,3 0,2 – – 9,7 18,0 – – – 0,4 – – 10,0 18,6
Niederlande 1,5 0,6 – – 5,4 2,9 – – 1,5 5,3 – – 8,4 8,8
Türkei – – – – 1,7 0,8 – – – – – – 1,7 0,8
Kohle / Kernenergie 2
– – – – 0,2 – 14,3 24,7 1,0 2,5 10,0 9,2 25,4 36,5
RWE-Konzern 15,4 5,9 1,0 0,9 21,3 24,7 14,3 24,7 2,5 8,2 10,0 9,2 64,5 73,7
1 Inklusive Produktionsmengen, die nicht den genannten Energieträgern zuzuordnen sind (z. B. Strom aus Ölkraftwerken)
2 Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen
können; im Segment Wasser / Biomasse / Gas sind 1,1 Mrd. kWh bezogen worden (Vorjahr: 0,9 Mrd. kWh) und im Segment Kohle / Kernenergie 0,3 Mrd. kWh
(Vorjahr: 0,9 Mrd. kWh).
Deutlich gesunkene Stromproduktion aus Kohlekraftwerken
Im ersten Halbjahr 2020 hat der RWE-Konzern 64,5 Mrd. kWh Strom erzeugt, 12 % weniger als im gleichen Zeitraum des
Vorjahres. Der Rückgang ist hauptsächlich den Energieträgern Braun- und Steinkohle zuzuordnen, deren Marktbedingungen
sich weiter verschlechtert haben. Eine Rolle spielte dabei die preisbedingt stark verbesserte Wettbewerbsfähigkeit des
Energieträgers Gas. Außerdem minderten die Corona-Krise und hohe Windstromeinspeisungen den Bedarf an konventionell
erzeugtem Strom. Aufgrund der letztgenannten Faktoren waren auch unsere britischen Gaskraftwerke weniger im Einsatz
als 2019. In Deutschland haben wir dagegen mehr Gas verstromt, vor allem wegen der stark gesunkenen Kosten dieses
Energieträges. Letzteres gilt auch für die Niederlande, wo wir überdies von der Wiederinbetriebnahme des Gaskraftwerks
Claus C profitierten, das mehrere Jahre aus Wirtschaftlichkeitsgründen vom Netz war. Stark erhöht hat sich der Beitrag der
erneuerbaren Energien zu unserer Stromproduktion. Im ersten Halbjahr stammte bereits ein knappes Viertel unseres
Stroms aus regenerativen Quellen. Ausschlaggebend dafür war die erstmalige Berücksichtigung der Aktivitäten, die wir im
September 2019 von E.ON übernommen haben. Außerdem profitierten wir von günstigen Windverhältnissen. Positiv wirkte
auch, dass wir neue Windparks in Betrieb genommen haben (z. B. Peyton Creek in Texas, über den wir auf Seite 5 berichten)
und dass in unseren niederländischen Steinkohlekraftwerken Amer 9 und Eemshaven verstärkt Biomasse mitverbrannt
worden ist.
Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtszeitraum
lagen diese Bezüge bei 26,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 23,0 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich
zu einem Stromaufkommen von 90,5 Mrd. kWh (Vorjahr: 96,7 Mrd. kWh).
Strom- und Gasabsatz um 6 bzw. 55 % unter Vorjahr
Der Stromabsatz des RWE-Konzerns belief sich im Berichtszeitraum auf 87,0 Mrd. kWh und der Gasabsatz auf
18,1 Mrd. kWh. Die Mengen sind größtenteils dem Segment Energiehandel zuzuordnen. Bei unserem Hauptprodukt Strom
verzeichneten wir einen Rückgang um 6 %, der größtenteils darauf beruht, dass die Erzeugung unserer Kraftwerke
gesunken ist und RWE Supply & Trading deshalb weniger RWE-Strom am Großhandelsmarkt abgesetzt hat. Die Gasliefe-
rungen von RWE sind um 55 % zurückgegangen. Hintergrund ist, dass wir Gasverkäufe von RWE Supply & Trading in
Tschechien seit 1. Juli 2019 als reine Handelstransaktionen erfassen und dementsprechend weder im Absatz noch im
Umsatz berücksichtigen.
11Lagebericht
Außenumsatz1 Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Offshore Wind 175 – 175 85
Onshore Wind/Solar 986 567 419 1.265
Wasser / Biomasse / Gas 511 443 68 1.200
Energiehandel 4.375 4.917 – 542 9.554
Sonstige, Konsolidierung 6 5 1 6
Kerngeschäft 6.053 5.932 121 12.110
Kohle / Kernenergie 422 509 – 87 1.015
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 6.475 6.441 34 13.125
Erdgas-/Stromsteuer 104 75 29 152
RWE-Konzern 6.579 6.516 63 13.277
1 Angepasste Vorjahreswerte wegen geänderter Anwendung von IFRS; zum Hintergrund siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 116
Außenumsatz nach Produkten1 Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Stromerlöse 5.706 4.993 713 10.272
Davon:
Offshore Wind 175 – 175 107
Onshore Wind / Solar 943 484 459 943
Wasser / Biomasse / Gas 365 295 70 671
Energiehandel 4.103 4.063 40 8.259
Sonstige, Konsolidierung – – – 1
Kerngeschäft 5.586 4.842 744 9.981
Kohle / Kernenergie 120 151 – 31 291
Gaserlöse 231 832 – 601 1.156
Davon:
Wasser / Biomasse / Gas 3 15 – 12 22
Energiehandel 228 817 – 589 1.134
Kerngeschäft 231 832 – 601 1.156
Sonstige Erlöse 538 616 – 78 1.697
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 6.475 6.441 34 13.125
1 Angepasste Vorjahreswerte wegen geänderter Anwendung von IFRS; zum Hintergrund siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 116
Höhere Stromerlöse – stark verringerter Gasumsatz
Der konzernexterne Umsatz belief sich auf 6.475 Mio. € (ohne Erdgas- und Stromsteuer). Er lag damit geringfügig über
dem Vorjahreswert (6.441 Mio. €). Unsere Stromerlöse sind trotz der verringerten Erzeugungsmengen um 14 % auf
5.706 Mio. € gestiegen. Hier kamen zwei Effekte zum Tragen: Zum einen konnten wir für die Stromproduktion unserer
konventionellen Kraftwerke höhere Marktpreise erzielen als 2019. Zum anderen profitierten wir von der Verlagerung
unserer Erzeugung auf regenerativ gewonnenen Strom, für den wir zumeist eine über dem Marktniveau liegende Vergütung
erhalten. Unsere Gaserlöse sind dagegen um 72 % auf 231 Mio. € gesunken. Neben dem erläuterten Absatzrückgang hat
auch das stark verringerte Gaspreisniveau dazu beigetragen.
12Lagebericht
Eine Kennzahl, die bei nachhaltigkeitsorientierten Investoren immer mehr Beachtung findet, ist der Prozentsatz, den die
Erlöse aus Kohlestrom und sonstigen Kohleprodukten am Konzernumsatz ausmachen. Im ersten Halbjahr 2020 lag der
Anteil bei 22 % und damit unter dem Vergleichswert für 2019 (25 %).
Innenumsatz Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Offshore Wind 497 263 234 682
Onshore Wind / Solar 112 38 74 271
Wasser / Biomasse / Gas 1.473 1.719 – 246 3.409
Energiehandel 1.523 2.032 – 509 3.266
Sonstige, Konsolidierung – 3.335 – 3.412 77 – 6.900
Kerngeschäft 270 640 – 370 728
Kohle / Kernenergie 1.339 1.156 183 2.385
Konsolidierung – 1.609 – 1.796 187 – 3.113
Bereinigtes EBITDA Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Offshore Wind 585 236 349 614
Onshore Wind / Solar 273 121 152 295
Wasser / Biomasse / Gas 324 221 103 672
Energiehandel 322 461 – 139 731
Sonstige, Konsolidierung –7 – 37 30 – 129
Kerngeschäft 1.497 1.002 495 2.183
Kohle / Kernenergie 310 128 182 306
RWE-Konzern 1.807 1.130 677 2.489
Bereinigtes EBITDA 60 % über Vorjahr
Im Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA)
von 1.807 Mio. €. Davon entfielen 1.497 Mio. € auf unser Kerngeschäft und die restlichen 310 Mio. € auf das Segment
Kohle / Kernenergie. Gegenüber 2019 hat sich das bereinigte EBITDA um 677 Mio. € bzw. 60 % erhöht, vor allem wegen der
erstmaligen Berücksichtigung des Erneuerbare-Energien-Geschäfts, das wir von E.ON übernommen haben. Auch die
verbesserte Auslastung unserer Windkraftanlagen und die Wiedereinsetzung des britischen Kapazitätsmarktes trugen zum
Ergebnisanstieg bei. Dagegen konnten wir im Handelsgeschäft trotz starker Performance nicht an die außergewöhnlich
gute Ertragslage von 2019 anknüpfen.
13Lagebericht
In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende Ergebnisentwicklung:
• Offshore Wind: Hier erwirtschafteten wir ein bereinigtes EBITDA von 585 Mio. €. Gegenüber dem Vorjahreswert
(236 Mio. €), in dem das übernommene E.ON-Geschäft noch nicht enthalten war, ist das ein deutliches Plus. Wesentlichen
Einfluss hatten dabei auch die günstigen Windverhältnisse in Nord- und Mitteleuropa.
• Onshore Wind / Solar: Das bereinigte EBITDA dieses Segments stieg um 152 Mio. € auf 273 Mio. €. Dabei machten sich
die gleichen Faktoren bemerkbar wie im Bereich Offshore Wind. Außerdem trug die Inbetriebnahme neuer Erzeugungs-
kapazitäten zum Ergebnisanstieg bei.
• Wasser / Biomasse / Gas: Das bereinigte EBITDA ist hier um 103 Mio. € auf 324 Mio. € gestiegen. Hauptursache dafür
war die Wiedereinführung des britischen Kapazitätsmarktes. Für das erste Halbjahr 2020 wurden uns Kapazitätsprämien
von umgerechnet 74 Mio. € gewährt, während die Zahlungen im Vorjahreszeitraum noch ausgesetzt waren. Daneben
hatten wir etwas niedrigere Betriebskosten, u. a. wegen verschobener Instandhaltungsmaßnahmen bei Kraftwerken.
• Energiehandel: Trotz des abrupten Preisverfalls an den Commodity-Märkten infolge der Corona-Krise verlief unser
Handelsgeschäft sehr zufriedenstellend. Die außergewöhnlich starke Performance von 2019 konnten wir allerdings
nicht wiederholen. Dementsprechend war das bereinigte Segment-EBITDA mit 322 Mio. € relativ hoch und dennoch
deutlich niedriger als im Vorjahr (461 Mio. €).
• Kohle / Kernenergie: Das bereinigte EBITDA hat sich hier um 182 Mio. € auf 310 Mio. € verbessert. Ein Grund dafür war,
dass wir mit unseren Braunkohle- und Kernkraftwerken höhere Margen erzielten als 2019. Die Erzeugung dieser Anlagen
hatten wir bereits in Vorjahren nahezu vollständig auf Termin verkauft. Ein weiterer positiver Effekt ergab sich dadurch,
dass wir im September 2019 die Minderheitsanteile von E.ON an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland
übernommen haben.
Bereinigtes EBIT Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Offshore Wind 401 154 247 377
Onshore Wind / Solar 85 40 45 59
Wasser / Biomasse / Gas 155 62 93 342
Energiehandel 300 441 – 141 691
Sonstige, Konsolidierung –8 – 37 29 – 128
Kerngeschäft 933 660 273 1.341
Kohle / Kernenergie 155 – 43 198 – 74
RWE-Konzern 1.088 617 471 1.267
Unser bereinigtes EBIT belief sich im ersten Halbjahr 2020 auf 1.088 Mio. €. Damit lag es um 471 Mio. € bzw. 76 % über
dem Vergleichswert für 2019. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen, die
im Berichtszeitraum 719 Mio. € betrugen (Vorjahr: 513 Mio. €).
14Lagebericht
Neutrales Ergebnis Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Veräußerungsergebnis – 21 – 21 48
Ergebniseffekte aus der Bewertung von Derivaten und Vorräten 739 – 431 1.170 81
Sonstige – 77 – 42 – 35 – 1.210
Neutrales Ergebnis 662 – 452 1.114 – 1.081
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Sachverhalte erfassen, lag bei 662 Mio. €
und damit deutlich über dem Vorjahreswert (– 452 Mio. €). Zuzuordnen ist das im Wesentlichen der Position „Ergebniseffekte
aus der Bewertung von Derivaten und Vorräten“. Hier erfassen wir vorläufige Gewinne oder Verluste, die dadurch entstehen,
dass Finanzinstrumente zur Absicherung von Preisrisiken gemäß IFRS mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu
bilanzieren sind, während die abgesicherten Grundgeschäfte erst bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden
dürfen. Diese Asymmetrie führte im ersten Halbjahr 2020 zu einem hohen positiven, im Vorjahreszeitraum dagegen zu
einem hohen negativen Ergebnisbeitrag.
Finanzergebnis Jan – Jun Jan – Jun +/– Jan – Dez
in Mio. € 2020 2019 2019
Zinserträge 248 91 157 185
Davon: E.ON-Dividende 182 – 182 –
Zinsaufwendungen – 168 – 119 – 49 – 258
Zinsergebnis 80 – 28 108 – 73
Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen – 151 – 213 62 – 881
Davon: Zinsanteile an Zuführungen zu Bergbaurückstellungen – 122 – 56 – 66 – 581
Übriges Finanzergebnis – 233 9 – 242 16
Finanzergebnis – 304 – 232 – 72 – 938
Unser Finanzergebnis betrug – 304 Mio. €. Gegenüber 2019 hat es sich um 72 Mio. € verschlechtert. Im Einzelnen ergaben
sich folgende Veränderungen:
• Das Zinsergebnis verbesserte sich um 108 Mio. € auf 80 Mio. €. Hauptgrund dafür war, dass wir für unsere Beteiligung
an E.ON, die wir 2019 übernommen haben und die aktuell bei 15 % liegt, erstmals eine Dividende vereinnahmt haben.
Gegenläufig wirkte ein Anstieg der Zinsbelastungen. Dazu beigetragen hat die Übernahme des Erneuerbare-Energien-
Geschäfts von E.ON, denn dadurch weisen wir erstmals Zinsaufwendungen aus, die bei der Finanzierung von Onshore-
Windparks in den USA anfallen.
• Die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen minderten das Ergebnis um 151 Mio. € (Vorjahr: 213 Mio. €).
Im Berichtszeitraum ergab sich eine Einmalbelastung aus einer Absenkung des zur Berechnung der Bergbaurückstellungen
verwendeten Diskontierungszinssatzes: Der durch die Zinsanpassung verursachte Anstieg der Verpflichtungsbarwerte ist
zum Teil als Aufwand in den Zinsanteilen berücksichtigt worden. Im Vorjahr hatte ein vergleichbarer Effekt bei den
Kernenergierückstellungen das Ergebnis noch stärker gemindert.
15Lagebericht
• Das „Übrige Finanzergebnis“ verschlechterte sich um 242 Mio. € auf – 233 Mio. €. Durch die coronabedingten Turbulen-
zen an den Kapitalmärkten haben wir mit unserem Wertpapierportfolio Verluste erlitten, nachdem wir im Vorjahreszeit-
raum noch Kursgewinne erzielt hatten. Außerdem führten ungünstige Entwicklungen von Zinsen und Wechselkursen zu
Ergebnisbelastungen aus Finanzgeschäften.
Aufgrund der genannten Entwicklungen weisen wir für unsere fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis vor Steuern von
1.446 Mio. € aus (Vorjahr: – 67 Mio. €). Die Ertragsteuern beliefen sich auf 449 Mio. €, was einer Steuerquote von 31 %
entspricht. Dieser relativ hohe Wert ergibt sich dadurch, dass wir im Organkreis der RWE AG zurzeit keine latenten Steuern
aktivieren können, soweit ihnen nicht latente Steuerverbindlichkeiten gegenüberstehen. Aktive latente Steuern sind ein
Anspruch auf künftige Steuerermäßigungen, der aus Unterschieden im Ansatz und/oder in der Bewertung von Vermögens-
gegenständen und Schulden zwischen der Steuerbilanz und der IFRS-Bilanz resultiert. Die Aktivierung latenter Steuern
setzt voraus, dass in späteren Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, die eine Nutzung der Steuerermäßigungen
erlauben. Für den Organkreis der RWE AG lässt sich das zum heutigen Zeitpunkt nicht mit hinreichender Sicherheit sagen.
Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von 997 Mio. € (Vorjahr: 84 Mio. €).
Das Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten betrug 50 Mio. €. Es stammt aus unserer Beteiligung am slowakischen
Energieversorger VSE, die wir 2019 von innogy übernommen haben und möglichst bald an E.ON weitergeben wollen (siehe
Geschäftsbericht 2019, Seite 45). Der Vorjahreswert (1.311 Mio. €) enthielt noch den Ergebnisbeitrag der gesamten nicht
fortgeführten innogy-Aktivitäten, die – von VSE abgesehen – im September 2019 veräußert worden sind.
Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 513 Mio. € auf 37 Mio. € verringert. Hintergrund ist, dass wir uns
im September 2019 von unserer 76,8 %-Beteiligung an innogy getrennt haben.
Seit dem Frühjahr 2019 steht keine Hybridanleihe von RWE mehr aus, die gemäß IFRS als Eigenkapital zu klassifizieren
wäre. Dementsprechend beliefen sich die Ergebnisanteile von Hybridkapitalgebern auf null. Im Vorjahr hatten wir dagegen
noch Anteile von 15 Mio. € ausgewiesen. Sie entfielen auf eine Hybridanleihe in Höhe von 750 Mio. £, die wir zum 20. März
2019 abgelöst haben.
Das Nettoergebnis des RWE-Konzerns betrug 1.010 Mio. € (Vorjahr: 830 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien
entspricht das einem Ergebnis je Aktie von 1,64 € (Vorjahr: 1,35 €).
Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 795 Mio. €. Vom IFRS-Nettoergebnis unterscheidet es sich dadurch, dass das
von Sondersachverhalten geprägte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Sondereinflüsse herausgerechnet werden.
Für 2019 haben wir kein bereinigtes Nettoergebnis ermittelt, da es wegen der erheblichen Einmaleffekte aus dem Tausch-
geschäft mit E.ON nur begrenzt aussagefähig gewesen wäre.
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